超低排放成就清洁煤电——燃煤发电正在从黑走向白

这个问题其实是不太准确的，风力发电行业前景仍然广阔，只是前几年大跃进式发展后进入了一个慢速增长期。

1、数据显示，2010-2017年期间，风电规模持续实现高速增长，装机容量占比由2010年的3.1%提高至2017年的9.2%，跃升为我国第三大电力来源。

2、风力发电的成本持续下降，已经比现有的煤炭、天然气电厂更便宜。美国顶级投行Lazard的报告指出，自2009年以来，太阳能成本下降了88%，风力下降了69%。在美国，陆上风力发电能源的成本可低至29美元/千度，而现有煤炭发电机的平均边际成本为36美元/千度。

3、国内风电行业近年来受供给过剩、煤电竞争等因素影响，弃风率居高不下，致使运营商投资回收期变长，收益降低，但该现象已经得到扭转。例如近年来，新疆新能源装机出现“井喷式”增长，装机总量突破2700万千瓦，规模和占比均居全国前列，其中风电装机规模超过1800万千瓦。自2015年以来，新疆弃风弃光率连续攀升，成为我国弃风弃光较严重的地区。2017年，新疆等6省区被判定为风电开发建设红色预警区域，禁止核准建设新的风电项目。但今年已明显好转，10月，新疆弃风电量4.9亿千瓦时，较去年同期下降54.6%；弃风率14.6%，同比下降14.3个百分点。至此，新疆已连续4个月弃风率低于20%。

因此，总的来说，风电行业没有衰落，仍大有前景。

前些年在西北工作，的确感受到了那几年风力发电大跃进式的发展。记得当初的口号是要建一个陆上三峡。河西走廊地区，一个个风力发电的风车犹如雨后春笋一般。当时在连霍高速上，经常会看到拉着叶片的大卡车穿梭。我的老家在河北保定，也建了不少生产这种风电叶片的厂子，我有个姑姑家的表妹在一个生产风电叶片的厂子里上班，效益好得不行，她只有中专学历，当了个质检员，工资比我研究生毕业都低不了多少，而且福利也很好。当初听她说，她们厂还要把分厂建到酒泉去，为的是降低长途运输的成本。

那一阵风吹过之后，风电很快降温了。后来我看到一篇文章，具体是什么期刊忘记了，好像是能源类的。里面提到了风电的兴衰，也就是针对这一阵风进行了分析。大概的观点是这样的。

风电不稳定，大家都知道，受风力大小的影响明显。所以为了保证风电稳定的输出，通常需要根据风电规模配备相应的火电厂来进行调峰。如此大规模的大干快上风电，火电站都有点跟不上趟。另外，电从发电站发出来到用户使用，中间要经过电网输送。目前国家电网根本受不了这么大规模的风电上网冲击，好像专业的叫法是风电会造成电网震荡，导致脱网。因为风力发电的地方基本上都是人烟稀少，用电量很少的地方，而人口密集用电量多的地方，又没有那么大的风力，不合适搞风电。所以，风电必然面临远距离输送的问题。目前电网是很大的障碍，而站在国家电网的角度上来讲，根本就没有动力来为了风电搞技术改造或者革新，远距离输电在成本方面可能也未必合适。

最后的结果就是那么多风车伫立在戈壁滩上晒太阳，即便有的风车在转，大部分也是在那里空转。电发出来了输送不出去，又不能存下来，还有什么用？

这些问题在规划之初本来就应该系统考虑的，但是各个部门，某些领导，出于各自的目的，就一股脑的大干快上，领导急于出政绩出成果，企业有的是为了赚补贴，总之各种主观因素，办了许多不尊重客观规律的事情。结果劳民伤财，不知道后面的屁股让谁来擦？

风力发电突然衰落和以下几个方面有关！

首先，风力发电对环境污染的缓解的确有作用，但是风力发电毕竟要受到风力的影响。即风大的时候风机可以全速转动，电力供应可以得到保障，但是遇到风力小，或没风的时候就麻烦了！ 因此，风电无法像火电和水电一样完全直接接入电网用来作为东部发达省份的电力主要来源。即使接入电网的，也必须配套建设火电站以保障电力供应的稳定性。而近几年环保治理力度不断加大，火电厂产能受到极大限制，不稳定的风电上网也就更难了！

其次，虽然风电在德国、法国等欧洲国家发展迅速。但是，毕竟这些国家从国土面积和地区平衡发展方面都和中国完全不同！ 中国风电产能大省是内蒙古和新疆等地，而急需电力的是东部地区。因此输电线路损耗也不得不考虑。

综上所述，风电对能源安全和环境安全的作用，一开始显然还是被高估了。现在只是回归理性而已，不用大惊小怪！

很高兴回答你的问题。在我们的生活中能源的需求无处不在，例如开车需要汽油。但汽油也是由石油提炼出来的，但地球上的石油是有总量的，且是不可再生资源。也就是说有枯竭的一天，这也是为什么现在都提倡使用电动车的原因。

相比于石油这种不可再生资源，电的资源是可再生的。前几年风力发电的概念抄的很火，这种发电方式既环保又省钱，但为什么这几年风力发电衰落了呢？

其实还是技术上面临一些问题。比如说风力是不可控的，有大有小，这就会造成风力发电的电不稳定需要配置火电厂进行调峰，但这样一来还是增大了电力的成本。还有一点，风力发电因为噪声还是比较大的，所以一般布局在人烟稀少的地方。这样一来，电力长途运输也会造成成本增高。

加之，我国目前电力长途运输的技术还稍显落后，造成技术端很困难。所以，就目前来看，我国的风力发电尚处在实验阶段，想要大面积使用还需时日。

当然，如果这些问题都解决了的话，风力发电会降低电力成本。而作为老百姓也会感受到这种技术带来的福利，但现在来说还为 时尚 早吧。

他山之石，风电可以成为主导性能源

如果你有兴趣可以下载一份《BP全球能源统计年鉴》，你会发现以下事实。

第一，由于欧洲缺少一次性能源（煤炭、石油、天然气），因此，欧洲大国可再生能源占比远超全球。法国和德国选择了两条不同的路线。

德国正在发展成为风电为主的国家。

重要原因：日本广岛核泄漏事件使德国选择放弃核电，必须有新的可再生能源补充核电退出的真空地带。近几年，德国风电以超高速增长，风电成本持续下降。目前，德国风电装机容量占全国1/3, 峰值可满足半个德国用电需求 。因此 ，德国已经证明风电是可永续为人类服务的靠谱的可再生能源（ 请不要在喷“风能”这项可以永世造福人类的技术本身 ） 。

新闻报道

德国在岸风电场占据的国土面积大约为2%

第二， 中国煤炭需求占全球比重接近50%，煤炭每年产量37亿吨左右，占货运总量（440亿吨）的8%左右。请注意，单品产量占货运总量8%。有多少煤炭产生的能源是用来运输煤炭本身？有多少煤炭产生的能量是用来运输煤炭相关产业重化产品？

唯GDP逻辑和产能过剩是风电调整的主要原因

能源在西北，需求在东南。

东南为了GDP和自己的地区就业，考虑环保和未来的比重会有多少？

如果使用西北的风电，不仅相对较贵，也等于把就业和GDP拱手送给西北。

这是第一个因素。

煤炭价格随着石油价格（2001-2008年大宗商品牛市周期）的下跌而下降，东南地区自己上火电开始较使用风电更加经济。

这是第二个因素，也是重要因素。

风电终将是未来

化石能源（煤炭、石油、天然气）是一次性能源，越消耗越少。

风电成本递减，风能无穷尽，是永续能源。

相信技术，

未来，风能、水电、核电、太阳能四驾马车将成为中国的主导性能源，与电动 汽车 组合，彻底摆脱中国能源受制于人的局面。

首先需要把命题重新确认一下，那就是风电兴盛过吗？

事实上，风电从起步起，风险就已经埋下了，就没有能够走到兴盛的阶段。原因就在于，在政策上支持风电开始，不顾一切地上马风电项目，且不讲技术含量、不顾发展实际、不考虑电力供应现状、不研究风电项目建成后如何与电网接轨、不对项目进行可行性研究，就开始大肆投入，发展风电项目，怎么可能不出现问题呢？

我们说，看一个行业、一个领域是不是兴盛，决不是上马多少项目，而要看项目建成以后有什么样的效益。包括经济效益和 社会 效益，也包括对经济 社会 发展的作用。也只有作用与效益都得到体现，才能够这个行业的发展是兴盛的、 健康 的。否则，只能算是盲目发展、无序发展。

殊不知，风电行业在发展过程中，并没有一个完整的发展规划，没有产业布局，没有合理的资源配置，而是由企业和投资者赶时髦、抢政策，看似轰轰烈烈，实质毫无意义、毫无价值。特别在一些电力供应十分充足，火力发电、水力发电，甚至光伏发电都已经出现过剩的情况下，仍然在上马风力发电项目，等待风电行业的，只能是倒在起点上。

更重要的，在一些地方，风电项目已经对环境、管理等产生了不利影响，对土地的完整性、规划性等也带来了破坏，只是因为一时的政绩需要，地方同意其建设。在电力供应已经过剩的情况下，当然会出现问题了。

所以，对风电来说，不存在衰落的问题。而是压根就没有兴旺过兴盛过，只是出现过虚假繁荣现象，是把暂时的热热闹闹看成了兴盛和兴旺。相反，倒是给很多地方留下了一大堆难题，拆除不行，不拆除也不行。资源浪费，在风电行业是比较严重的，也是十分典型的。

从风电行业的大干快上，到现在的遗留问题成堆，也是一次深刻的教训。任何行业的发展，都不能盲目、不能搞大跃进、不能无序。风电行业的教训，应当引起各地、各有关部门，包括企业和投资者的重视和关注，应当从中吸取教训，避免在其他行业和领域再发生类似问题。

第一，风力发电是所谓“垃圾电”，有风的时候有电，没风的时候没电，对于电网来讲价值不高但成本很高。

第二，风力发电的价值被宣传过头，有泡沫，实际上我国适合风力发电的地方压根没那么多。所谓衰落，只是回归正常。

并不能同意风力发电衰落的观点

风能有很多优势，是世界上增长最快的能源之一

风电是清洁能源。风能不会污染空气，这不依赖于燃烧化石燃料，不会导致人类 健康 问题和温室气体的排放。虽然在生产风力发电机过程中有部分排放，但在风力发电过程中是清洁的，风力资源丰富，是最具成本效益的能源形式之一

风电是可持续的，风能实际上是一种太阳能。风是由太阳、地球自转和地球表面不规则的大气加热所引起的。风力涡轮机可以建在现有的农地，农民可以继续在这片土地上耕作，风力涡轮机只占用一小部分土地。

尽管风能有许多优点，但它也有其局限性

风力的间歇性，没有办法控制空气的方向，风能仍然是不可靠的能源来源。

高额的初始投资，与传统发电方式竞争，可能不具有成本竞争力。

风力资源丰富地区通常位于偏远地区，远离需要电力的城市，必须修建输电线路，将风力发电厂的电力输送到城市。

风力涡轮机可能会引起噪音污染，可能破坏当地的野生动物

但这些问题大多通过技术的发展来解决或大幅减少

自1980年以来，价格下降了80%以上，由于技术进步和需求增加，预计在可预见的未来，价格将持续下降，通过技术研究可以解决更多利用风能的挑战。比如Nature Energy就在2016年发表了清华大学核研院能源政策研究团队研究成果“高比例煤电电网风能并网潜力的模型”，通过有效的电力改革，并网风电总量在2030可达到电力总供应量26%左右。提出将来应综合资源潜力、距电力负荷中心距离等因素进行 风电布局，提出了风电供应曲线模型，得出了2030年并网风电的供应曲线。

支持风电发展是我国长久以来都支持且是未来会一直支持的，制定了长远发展计划，如风电发展十三五规划和2050风电发展路线图。

2050风电发展路线图

最后

骗补贴的情况切实存在，这在每个新能源领域都会有，各种新能源都有各自缺点，成本都不低，需要依赖补贴支持。 但是清洁能源是人类可持续发展的必然趋势，只要政策力度够强，总会有钱能够用在刀刃上 ，就像基层腐败分子普遍存在，但是新农村建设政策以来，农村基本上还都是发生了翻天覆地的变化，基本上每个村落都通有了水泥公路。

光是靠补贴发展某个产业确实不可持续，只要依靠补贴的企业或者人里面有人办实事，产业确实有前景（风电无疑是具备的），一定会是另外一番胜景。 高铁也没被少说为急功近利，遍布偏僻村落的移动网络邮政网络也离不开财政支持 。总之，风能还是一种非常绿色可持续的能源，如果能充分利用风能，使用非再生能源将会减少，对我们的子孙后代来说会是一个好兆头，相信随着技术的进步，风能将变得更便宜，减少对财政补贴的依赖 ，风电一定能够在保障能源安全、发展经济和应对气候变化中发挥重大作用 。 21 世纪是能源变革的时代，也是创新的时代。

首席投资官评论员门宁：

中国是个能源资源并不丰富的国家，因此在新能源、可再生能源领域一直有大量的投入。风力发电技术与应用最为成熟，产业化程度最高，因此发展新能源自然首选风力发电。

在2015年及以前，我国风力发电一直高速发展，2010年新装机容量突破1000万千瓦，2014年突破2000万千瓦，2015年达到峰值3419万千瓦。之后2016年与2017年两年，新装机容量连续下滑，因此才有了风电衰落之说。

从上图可以看出，2015年的装机量暴涨，暴涨之后2016年新装机量才大幅下降，这主要与国家的政策有关。因为当时政策要求，2016年1月1日以后投入运营的风电项目，上网电价将要下调；大家为了赶在下调钱投入运营，于是在2015年抢装。

2015年的抢装，极大释放了风电的需求，压缩了后续需求；由于2015年及以前建设太快，新增风电并没有被很好消化，于是2016年国家能源局首次发布全国风电投资监测预警，对红色预警的区域暂停风电开发建设，集中精力采取有效措施解决存量风电消纳问题；橙色预警地区除符合规划且列入年度实施方案的风电项目和我局组织的示范项目及市场化招标项目外，不再新增年度建设规模，之前已纳入年度实施方案的项目可以继续核准建设。

这使得一些大力发展风电的省份（新疆、甘肃、宁夏等）暂时无法新上风电项目，2016年与2017年的下滑也就不难理解了。

连续两年的疲软，让很多人认为风电行业衰落了，并找出了几大衰落的原因：

1、风电不稳定，电压、频率波动性大，因而大规模并入常规电网，会危害常规电网；

2、风力机结构复杂，风电价格远高于煤电，我国风电设备单位功率的费用是煤电的两倍以上，电网公司很难接受或根本不愿意购买风电；

3、地方ZF为了功绩大干快上，造成风电产能过剩。

这些问题确实存在，但不能否认的是，风电还在发展，从上面的预警图可以看到，已经有不少省份的预警被取消，风电经过两年的调整，将重新迎来拐点。

首先随着技术与生产力的发展，风电的价格在持续下降，而煤炭价格随着供给侧改革大幅上涨，火电价格上涨，风力发电的价格劣势在减弱甚至转变为价格优势。

其次，随着宁夏、内蒙、河北等地的预警减弱或降级，风电装机量将重新回归升势。

最后，可再生能源、清洁能源替代煤炭、石油等高污染、不可再生能源是大势所趋，调整不会改变进步的趋势。

未来，风能、水电、太阳能、核电四驾马车终将成为中国发展的新能量，让中国摆脱国外的能源控制，把命运掌握在自己手中。

风能是这些年发展很热的新能源，其原理就是将风能转变为机械能，再将机械能转变为电能，风能形成的电是交流电。全球的风能资源非常丰富。今天，中国大部分地区都建设了风电的示范基地，风电建设比较多的是沿海地区，草原牧区。风电的发展还是非常迅猛的，总体上并没有衰落。数据显示，今年1月到3月，全国的风力发电量增长了33%以上。

当然风力发电在发展的过程中，确实遇到了一些困难。首先是风电发电的并网问题，因为风能发电不能空转，所以还要投入使用的，虽然可以进入微网和分布式电网，但是绝大多数新能源发电要并入电力主网，但是一个技术难题是在这个过程中会产生谐波等现象，会干扰整个主电网的安全，严重时还会导致主电网的瘫痪，所以很多电力科学家都在攻关这个难题，据我采访所知，上海电力学院的符扬教授科研团队近年来就成功解决了海上风电场的安全并网问题。

另一个困难就是条块割据，因为无法统一，就算技术取得了突破，风电可以安全并入主网，但是因为地方保护主义的存在，导致某些地区的风电只能空转，而无法对外传送，导致了能源的大量浪费，风电企业亏损，投资者对风电的预期也大大下降。

但是这些都是发展过程的暂时困难，随着中国电力核心技术的不断突破，以及电力政策的不断改进，电力布局的不断优化，很多难点问题未来都是可以解决的，我们要相信风力发电美好的未来。

缺氧发电机在游戏当中有四种：人力发电机、天然气发电机、氢气发电机和煤炭发电机。四种发电机完全不同，所使用时需要的环境也不同。

前期人力发电机，中期立刻制作高压氧氢气发电机一套，如果基地周围有天然气发电机，可以优先考虑使用天然气，后期，则开始建设农业天然气工厂，煤炭发电机则选择备用发电机。

中国煤炭工业将继续保持旺盛的发展趋势，今后一个较长时期内，中国煤炭行业的发展前景都将非常广阔。

近年来，煤矿智能化建设不断提速，山西、内蒙古等地持续推进煤炭智能化开采。公开信息显示，截至 2021 年底，全国已建成 800 多个智能化采掘工作面，实现智能化工作面从薄煤层、中厚煤层到特厚煤层的综采、综放开采的全覆盖。但业内人士也指出，当前煤炭行业的科技创新体系。

目前国家正大力推动煤炭开采企业的整合，煤炭流通市场也将趋向集中，这将逐步提高煤炭流通企业的市场进入壁垒，小规模煤炭流通企业的生存空间将不断缩减，大规模、跨区域的流通服务商将成为主流。

在碳达峰碳中和背景下，控制煤炭消费是推动能源绿色低碳转型的重点方向，同时煤炭也肩负着保障我国能源安全的重要责任。中国要实现“3060”目标，需要优化产业结构和能源结构。煤炭是我国重要的基础能源，为国民经济和社会发展提供了可靠的能源保障。在智能化发展大潮之下，煤炭行业亟待借势转型。

科技推送煤炭行业“高能”运转，全方位推动选煤厂精细化管理工作，实现减人增效的目的。

随着人工智能、5G 等新一代信息技术的迅猛发展，正处于从工业经济向数字经济转型过渡的大变革时代。

以“黑色煤炭、绿色发展、高碳能源、低碳利用”的管理理念，以精细化的管理模式，建立的智能化洗煤厂平台，最大限度以用户需要提供优质信息，发掘业务协同价值，多维度多层次展现，帮助用户迅速做出决策，提高选煤厂业务效率及质量。搭建选煤厂区建筑及生产设备、管线等设施的三维场景，将生产数据采集、安全监测监控与生产时空有机结合，构建了集智能巡检、设备安全监测、预警功能、企业管理于一体的三维可视化管理系统。

整体场景采用航拍建模方式获取，利用飞机或无人机搭载多台传感器，对选煤厂进行拍摄采集，快速高效获取真实反映厂区情况的数据信息。在线监测核心设备运行情况，对选煤厂智能管控实现全覆盖，避免监控不到位、工作人员疏忽等问题所造成的各类事故的出现，确保了选煤厂机电设备的正常、平稳、持续、高效的工作。

日常管控、企业历程、应急管控为主体进行展示。系统聚焦产品运输、洗选加工关键流程管控，化繁为简，从根本上堵塞管理漏洞，通过精准监督推动企业高质量发展。系统可实时显示重介旋流器、精煤皮带、振动筛、原煤皮带等重要设备的动态数据，当点选不同楼层设备时，自动弹出设备多重信息，创建多参数实时在线监测。

数据信息包括运行设备的振动频率、温度、故障信号、趋势信号等数据，管理人员可通过此功能，进行调用查看设备运行状态、故障属性及导致故障发生的相关联信息历史数据。

搭建的压滤车间可视化管理系统，通过引擎将压滤车间的压滤机以及楼层分布进行 1:1 还原，可随时查看设备基本信息、运行信息、故障信息等。点击左侧面板压滤机以及楼层展开，即可查看车间楼层分布情况以及压滤机工作状态。

实时监测系统内压滤机状态信息，包括松开、压紧、进料等各进程状态，打破压滤机与压滤机之间、压滤机与智能压滤检测系统相关辅助设备之间的信息孤岛。实现智能压滤检测系统内所有设备及相关信息的统一集中监管，降低岗位巡检工的劳动强度，方便生产监管。

展示了厂区所有建筑用能、重要设备或工艺的能源消耗。点选内场景建筑图标，可以清晰明了地看出对应建筑当日及一周内用水、用电、用气的累计值以及变化趋势，能源管理一键触达。

支持模拟无人机视角漫游，当经过厂区建筑时，可自动弹出对应设备信息及瞬时带煤量变化趋势、在线统计设备故障数量，值班人员根据实时显示的数据进行复查留存，实现对煤炭产量的实时准确监管，有效解决职工不履职、工作疏忽容易造成事故隐患的现象，防止皮带断带等事故的发生。

打造健康舒适厂区

系统对接环境监测系统，实时采集厂区内各监测指标，以及选煤厂房内各有害气体，并选用Hightopo丰富的图表、平面图等形式形象展示，通过设置环境数据预警值和告警值实现平台环境监测的自动告警。

优化选煤厂用能

能耗监测系统的监测范畴涵盖厂区的电、水、气，通过智能设备对能源消耗进行全面感知，对各类能耗进行采集统计，并经过能耗分析挖掘对厂区生产生活的整体用能优化。

完善选煤厂安全建设

通过搭载智慧化物联网设备，对厂区资产信息进行统计分析，实现厂区资产的数字化管理。同时也能进行物资定位与盘点，实现管理人员对物资的全生命周期管理。

保障厂区生产生活安全

对每日巡更计划的实施情况进行有效监测，并可联动 3D 场景查看巡更计划在厂区中路线、视频点位等信息。同时图表化展示巡更过程中的异常上报趋势，分析出巡更异常的高发时间段与区域。

1、电池的点没有太过消耗，还有很多剩余电量的时候，小人不会去发电。

2、道路无法到达，小人没办法走到发电机前， 自然不会发电。

3、工作优先度过低，有可能是将发电工作的优先度设的太低了，注意缺氧游戏里 优先度的数字越小。

2016年6月在E3大展上，PC Gaming公布了游戏《缺氧》。《缺氧》由《饥荒》开发商Klei 制作，游戏的美术风格与《饥荒》一脉相承，与《饥荒》相类似，游戏采用横版2D布局。

饥荒是由《闪克》制造组Klei制造发行的一款动作冒险类求生游戏。

《饥荒》的故事讲述的是关于一名科学家被恶魔传送到了异世界荒野。作为2D的生存类游戏，本作比《生化6》等3D大作的操作简单了无数倍，只需要鼠标左键右键点击即可。

左键是移动角色、移动道具等，右键用来使用道具、拾取物品等，一般的新生稍加尝试即可学会。当然也有键盘操作，wasd移动，空格使用手上的工具，TAB键调出地图。

“尽管近十年来我国可再生能源实现了巨大增长，但当前我国能源体系距离清洁、高效、安全、可持续的发展目标仍有很大距离。”王仲颖说，依据CREO2017研究，我国能源系统存在如下几方面亟待解决的问题及挑战。

其一，化石能源消费比重仍然较高，甚至过大，因此造成严重的空气污染问题。近年来，我国第三产业及其它终端能源消费增长较快，但是工业终端能源消费仍占总终端能源消费的较高比例。2016年中国终端能源消费总量达到32.3亿吨标准煤，其中工业部门占61%，交通部门占比21%，建筑部门占比14%。煤炭是中国终端能源消费的主要能源品种。2016年，煤炭消费占总终端能源消费比重的39%，石油27%，电力19%，天然气7%，区域供热5%，生物质能源2%。电力部门中，2016年可再生能源发电量占全国总发电量的比重达到26%，非化石能源发电量占29.5%。全国总发电量中的67%来自煤电，3%来自天然气发电。2016年，中国一次能源总消费量43.6亿吨标准煤。煤炭占比62%，石油占比18.3%，天然气占比6.4%，非化石能源所占比例为13.3%，其中可再生能源的比例为11%。

“我国能源消费结构中化石能源比重过大，这也导致了对能源进口的依赖。显著特征是石油进口依存度持续提高，我国2016年石油对外依存度占全部石油消费总量的三分之二。我国部分区域严重依赖煤炭经济，这些煤炭经济包括煤炭的开采及煤电产业，导致煤炭消费出现‘锁定’，这对降低我国煤炭消费、地方经济转型造成了阻碍。”王仲颖说。

化石能源的消费比重大，造成我国多地空气污染仍然严重。现在已经形成共识，煤炭发电厂、燃煤工业和以化石能源驱动的汽车是造成中国大部分城市严重空气污染的重要原因。“当前，我国政府将解决空气污染问题作为其首要任务之一。此外，水污染和土壤退化等环境问题也同样严重，上述生态环境问题将可能危及中国未来的可持续发展。”王仲颖强调说。

其二，可再生能源的浪费虽在减少，但仍很严重。

“被迫降低水电、风电和太阳能光伏电量——也被称作‘弃用’问题，在我国已存在多年。‘弃用’现象表明当前我国可再生能源尚未被充分优化整合进入能源系统。”王仲颖以弃风为例予以说明。2016年，我国全年弃风率为17%。今年1～9月，全国弃风电量和弃风率实现双降，弃风限电的范围和规模得到缓解，全国总弃风电量298.5亿千瓦时，同比减少25%，累计弃风率13%，同比下降6.8个百分点。由于弃用造成可再生能源资源的浪费，提高了风电等可再生能源电力生产成本。如果考虑由此导致的煤电发电量上升，则进一步增加了大气污染物和二氧化碳等温室气体排放。近年来，太阳能发电和部分重点地区的水力发电也遭到了弃用。

其三，电力系统缺乏灵活性，运行管理制度面临挑战。

王仲颖说，我国自改革开放以来所采用的能源和电力发展战略成功地保障了电力供应，为快速增长的经济提供了动力，目前依然影响着电力系统发展。我国经济进入新常态以来，煤炭发电厂产能过剩明显，在未来的电力系统中，有出现投资搁浅和化石能源技术锁定的风险。此外，电厂和互联电网的调度运行受到传统电力市场交易制度和地方利益壁垒的影响，无法适应大规模风电和太阳能发电等波动性电源的发展。我国的电力体制改革正在进行，这些问题均应得到解决，为电力系统的运行和发展创造一个全新的框架。然而，由于制度障碍以及缺乏针对不同省份的共同目标，目前电力市场改革推进缓慢，区域电力市场在市场设置和计划安排方面的合作往往存在明显的利益冲突。“在电力体制改革不到位的情况下，的的确确会影响不同省市现实的本身利益。可喜的是，十九大的定调，一定会加快电力体制改革的进程，上述问题会在电力体制深化改革的过程中逐步得到解决。”王仲颖说。

其四，可再生能源经济激励制度亟待改革。

王仲颖介绍说，当前，固定电价政策是中国可再生能源发展的主要支持机制，但补贴机制存在的问题，使改革迫在眉睫，以确保政策的有效性。“涉及到三方面的问题。一是电力附加费并不能保证为规模日益增长的可再生能源项目提供资金支持。二是补贴水平调整不平稳，且当补贴下降时产生新增项目的‘抢装潮’。三是固定电价机制并不适用于未来电力市场改革及可再生能源市场化。”“对可再生能源技术的支持主要是为应对化石能源价格不能反映其社会真实成本问题。现在的化石能源价格并没有完全反映出化石能源利用对我国生态环境影响的全部成本。环境成本没有真实呈现，且化石能源的其它支持机制也扭曲了不同能源技术之间的竞争。”王仲颖强调说。

既定战略必须更加坚定地深入实施

“我国的能源体系正在由以煤炭为基础、高环境成本向低碳、环境友好转型。我们的分析显示，尽管我国政府已经制定了正确的政策战略，但能源转型是否成功取决于政策是否得到强有力的执行。”王仲颖说。

记者：我国政府制定并实施了哪些能源转型战略举措?

王仲颖：当前，我国政府已经制定了一揽子政策战略及措施，全面推动能源系统向可持续和低碳方向转变：牢固树立“五大”发展理念、统筹推进“五位一体”总体布局、坚持协调推进“四个全面”战略布局“绿水青山就是金山银山”的发展理念已经植入我国政府的治国理政实践我国政府签署《巴黎协定》，并在全球应对气候变化行动中发挥大国作用的行为，展现了我国政府积极应对人类生存威胁因素的决心。正在进行中的“全国环境行动计划”、电力市场化改革和国家碳排放权交易系统则昭示着我国能源深度转型进程的序幕已经拉开。

记者：如果坚定坚持既定方针政策，那么到2030年、到2050年会出现怎样的结果?

王仲颖：CREO2017的分析表明，如果坚定不移地执行既定政策情景，那么2050年煤炭消费总量将降至2016年消费水平的三分之一，并确保二氧化碳排放于2030年之前达到峰值。2030年后，二氧化碳排放显著降低，直至下降到2050年的50亿吨水平，接近2016年排放水平的50%。2050年，非化石能源占全部一次能源供应的60%。同时，通过投资能源系统转型，未来能源系统的电力成本与当下严重依赖化石能源以及不可持续的能源系统相比将基本一致，而能源系统的可持续和稳定性则将大幅提升。如果那样的话，煤炭消费量被控制，以合理的经济代价实现2050年高比例开再生能源发展目标就可以实现。

记者：如果既定政策执行不坚决或有误，会出现怎样的结果?

王仲颖：政策措施和创新战略的高效实施是确保能源转型平稳实现的关键。反之，如果部分政策措施不能如期施行或方向有误，则将导致我国能源系统将继续被化石能源技术锁定，可再生能源技术的发展及其与能源系统的整体融合将面临严重障碍。因此，政策的执行力是关键，特别是短期战略的强有力地实施是长期能源深度转型取得成功的关键。

记者：能源转型本身、电网基础设施和可再生能源技术都需要大量投资，这可能会导致短期内电力成本上升。如何看待这个问题?

王仲颖：的确，能源转型本身、电网基础设施和可再生能源技术都需要大量投资，这可能会导致短期内电力成本上升，但这些额外的成本也会带来效益，使那些过去依赖低化石能源价格的行业快速向电力和非化石能源转型，同时改善空气质量、降低污染水平。能源转型的大量投资也会创造出代表未来技术方向的新的就业岗位，从而弥补传统煤炭产业链和技术制造业转型所削减的就业机会，这一切都与我国积极的创新战略相符合。在这个角度上看，可以说，可再生能源成本下降、电力市场改革和碳交易价格将是驱动能源转型投资的主要动力。

记者：能源转型成功和煤炭消费总量下降需要哪些客观条件?

王仲颖：能源转型和煤炭消费总量下降是在基于三项重要客观条件下实现的。首先，CREO2017假定在国际大环境和我国创新战略驱动下，可再生能源技术发展将延续近年成本继续降低、效率提升的表现，可再生能源技术以较低的成本实现能源供应。到2050年，非化石能源消费中占比超过60%，煤炭消费占比下降至2016年消费水平的三分之一，电力供应成本基本维持不变，碳排放总量在2030年之前达到峰值。其次，假定碳排放权交易制度能够得到有效实施，碳排放价格将切实影响到能源部门的投资决策，(在CREO2017既定政策情景中，设定了长期执行的碳价格水平，即每吨二氧化碳100元人民币)，这将有助于支持可再生能源尽快实现与煤电平价。再次，假定持续推进电力市场化改革，并将其作为确保波动性可再生能源与电力系统融合的重要工具。

要实现“低于2℃”目标，需在既定政策基础上再加码

“CREO2017研究结论显示，即使既定政策情景顺利实施，仍不能支撑全球实现‘巴黎协定’设定的控制未来升温幅度‘低于2℃’目标。我国按既定政策情景发展，将能够实现承诺的国家自主贡献目标，但与大多数国家一样，二氧化碳减排尚显不足。”王仲颖说。

记者：依据CREO2017研究结论，既定政策难以支撑实现温升幅度“低于2℃”目标。那要实现控制温升目标，需要怎样的新目标?

王仲颖：基于考虑我国二氧化碳减排展望和未来实现“低于2℃”目标，CREO2017分析认为，我国要满足《巴黎协定》要求，就必须采取进一步的二氧化碳减排措施。综合分析国际研究成果，CREO2017假定了我国未来能源部门的二氧化碳快速减排的约束预案，即从2016年的100亿吨左右二氧化碳排放水平降到2020年的90亿吨、2030年80亿吨，直至2050年下降至30亿吨。

记者：也就是说，为达到实现“低于2℃”目标，应制定执行更加有利于可再生能源发展的政策?

王仲颖：是的，如果我国未来碳排放足迹遵循“低于2℃”假设，则我国必须加速削减煤炭消费、更为迅捷地发展可再生能源。相比既定政策情景，CREO2017结论表明，2020年，“低于2℃”情景需要额外增加3.05亿千瓦的可再生能源装机容量，2050年需要增加15.18亿千瓦。额外增加的发电装机初期将主要来自风电，后期则更多来自太阳能发电技术。在“低于2℃”情境下，煤炭消费量更为快速地降低。煤电装机到2020年将再削减1600万千瓦、2050年降低2.2亿千瓦。为了促进终端用能部门的减排，在“低于2℃”情景中，CREO2017设定了相比既定政策情景更高的终端电气化率水平，特别是提高了交通部门和工业部门的电气化率。

记者：如果按照“低于2℃”目标，我国可再生能源“十三五”规划中的发展目标已经落后于近期的发展形势。CREO2017展望风能、太阳能和生物质能发电装机总量也显著超出2020年规划目标，这个超出的部分能否实现?

王仲颖：从快速降低电力部门碳排放和提升终端用能部门电气化水平的角度分析，既定政策下的能源转型成就仍有进一步提升的发展空间。从遵守《巴黎协定》的角度看，2020年后的能源转型任务将更加艰巨，因此加码是必然的，只不过是早晚的问题。

记者：总体而言，今年以来，弃风、弃光现象有所好转，但仍比较严重。在这样的情况下如何发展更多的可再生能源?

王仲颖：要保证更多的新增可再生能源发电容量接入电网，要对煤电企业的运行提出严格的灵活性要求，维持提高电力系统灵活运行，要更为灵活地调度输电线路和省间电量交换。这些措施需要地方政府提高接纳和利用区外可再生能源的积极性，支持电网调度合作和联合调度。

记者：“低于2℃”情景下目前的电力系统已不需新增煤电装机。那么对那些已经获得行政许可、并准备开工建设的新的燃煤电厂应作如何对待?

王仲颖：应当在进一步加强开工审核的同时，尽快颁布禁止新建煤电厂的临时禁令，从而避免大额资产搁浅。近中期，随着电力市场化的进程，应逐步取消年度发电计划确定的满发利用小时数，直至最终取消年度发电计划制度。这也就意味着，所有的发电商都需要根据市场的需求来决策自己的发电量。在这种情况下，新建煤电厂的风险会更大，因为它已无法通过行政手段确保电价水平。在可预见的未来，煤电价格预期将会继续上升、可再生能源发电成本则处于下降通道，固定电价的长期购电合约将不复存在。到那时，可再能能源发电无论在成本上、技术上都会比煤电具有竞争性，起码不会比煤电竞争力弱。

从现在到2050年可再生能源逐步成为主导能源

CREO2017展示了我国能源系统到2050年的两条发展路径。一是低于2℃情景发展路径，这条路径由严格的碳预算推动二是既定政策情景发展路径，这一路径由当前实施的能源政策维持。

记者：请结合现实情况，用CREO2017研究结论，分析一下从现在到2035年、到2050年可再生能源如何逐步变成主导能源?

王仲颖：2016年，可再生能源占总终端能源消费的6%。据中电联数据，今年1～9月，全国基建新增发电能力中水电、火电、风电、太阳能发电分别比上年同期多投产35万、197万、146万、1977万千瓦。截止今年9月底，全国可再生能源发电总装机容量达到58655万千瓦，占全国规模以上电厂总发电装机容量的35.2%。从全球看，中国仍然是世界上最大的可再生能源投资国，未来几十年依照中国宏大的可再生能源政策和能源体系去碳化需求，可再生能源份额将大幅增长。

2016年，可再生能源消费量为2.7亿吨标准煤。“低于2℃”情景下，2050年该值增加8倍，达到21.86亿吨标准煤，既定政策下则增至16.63亿吨标准煤。“低于2℃”情景的主要趋势是首先发展风能，2035年前的中阶段发展太阳能。2050年前的长期阶段，将扩大太阳能发展规模，迅速提升生物质能利用率。

由于水资源进一步发展的潜力有限，因此两种情况下均遵循相同的增量增长。“低于2℃”情景下，2050年可再生能源涵盖大部分能源需求。2030年之前的能源转型初期，风能和太阳能发电将快速增加。

两种情景均预测中国能源需求于2030年左右达到顶峰。2050年，“低于2℃”情景的终端能源需求为33.21亿吨标准煤既定政策情景为35.3亿吨标准煤。提升能效措施是两种情景能源需求趋势类似的主要原因。

记者：根据CREO2017，到2050年前后，我国能源需求侧将发生怎样的改变?

王仲颖：到那时，我国能源需求侧将产生重大改变。目前工业领域占据终端能源利用的指导地位，但到2050年，尽管能源需求总量将与现在保持同一水平，但能源需求结构将发生巨变——工业领域的能源消费量大幅下降，交通和建筑能源消费将上涨。终端部门电气化程度提高主要源自可再生能源的贡献。两种情景均是如此，“低于2℃”情景的电气化程度和可再生能源份额更高。2050年，“低于2℃”情景下52%的终端能源需求为电力，既定政策情景该比例为39%。工业用化石能源很大程度被电取代。到那时，中国走上绿色、多样化供能之路，减轻对煤炭的高度依赖，代之以非化石能源。“低于2℃”情景下该发展趋势更为明显，2050年非化石能源占供能的63%，相比之下，既定政策情景则为47%。据此可以说，“低于2℃”情景下非化石能源的快速、决定性发展是我国实现《巴黎协定》目标的关键。

记者：到那时，电网传输将会发生怎样的变化?

王仲颖：两种情景均加大了电网基础设施投资，用以提升电力系统灵活性，促进在区域内外高效传输清洁电力。到2050年，中国电网将在更大的平衡区域实现密切整合，整个中国电网发展为一体化市场。中部和东部省份为主要输入地区，西南和东北则是净输出地区。“低于2℃”情景下的电网扩容总体比既定政策情景高。两个情景均表明，到2050年中国的输电系统继续完善，且依靠价格手段按照市场原则调节电力供需两侧，从而促进新增电网的大规模投资。

记者：依据CREO2017，从目前到2020年这段时期内，对可再生能源的发展要采取怎样的政策?

王仲颖：总体上要注意四方面。

一是2020年前可再生能源仍需延续固定电价政策，其中海上风电、太阳能光热发电需要延续到2020年后实现规模化发展。应更好利用竞争性招标推动价格下降，逐步扩大可再生能源电站竞争性招标的范围和规模。

二是随着2020年后逐步建立竞争性电力市场，在电力市场价格基础上，率先对新增风电、光伏电站建立基于定额补贴的市场溢价机制。初期可按目前固定电价的差价补贴标准确定溢价补贴标准，未来适时合理调整、逐步降低定额补贴标准，或者建立与招标电价结合的差价合约机制。

三是在2017年建立可再生能源电力证书自愿交易市场的基础上，在2020年前建成强制性可再生能源电力配额(发电侧)和绿色证书交易市场(售电侧)，逐年提升配额比例要求，形成市场化绿色证书价格形成机制和逐年上升的未履约价格惩罚水平。

四是切实发挥即将正式启动的全国碳交易市场对促进可再生能源与化石能源公平竞争的作用，逐步建立起新建建筑和工业用热的可再生能源用热强制安装或者供热比例要求制度。

记者：近日，《京津冀能源协同发展行动计划(2017～2020)》印发，说明三地能源协同发展进入实质落地阶段。依据CREO2017研究成果，该地区该如何实现能源协同发展?

王仲颖：京津冀是我国重要的能源消费重心之一。同时，京津冀作为我国的“首都圈”，是我国北方经济规模最大、最具活力的区域之一。经济的快速增长、不断优化转型的产业布局和依然严峻的环境污染问题对京津冀的清洁能源保障提出了更高要求。但是，目前京津冀区域的可再生能源利用比重不高，多样化可再生能源利用潜力没有充分挖掘，电网等基础设施发展不同步，急需通过创新驱动京津冀能源协同发展，不断完善能源政策体系和相关体制机制。CREO2017研究显示，京津冀可通过全面协同能源转型实现高比例可再生能源发展。在低于2℃情景下，2030年风电装机容量将达到128165兆瓦，占总装机比重的47.8%太阳能发电总装机将达到83922兆瓦，占全部发电装机的31.3%。雄安作为国家级新区，2030年可实现可再生能源占一次能源消费比重超过50%以上。

记者：具体而言，实现京津冀高比例可再生能源的目标需要哪些保障措施?

王仲颖：针对京津冀高比例可再生能源发展重点任务，京津冀需要加强以下5方面的保障措施。一是加强可再生能源发展的顶层设计二是提高京津冀可再生能源发展的协同性三是加大政策支持力度四是创新市场化机制体制五是加大宣传提高公众认识。

国家可再生能源中心2017～2020年行动建议

依据CREO2017研究结论，并基于过去数年可再生能源产业、技术和政策方面的进步，并展望其近中期发展情况，针对中国可再生能源发展，国家可再生能源中心提出下列建议：

可再生能源和非化石能源目标

“十三五”规划中2020年可再生能源发展目标是应努力超越的底线，通过努力实现更快发展：太阳能光伏装机量从1.1亿千瓦增至2亿千瓦，风电装机量从2.1亿千瓦增至3.5亿千瓦生物质能发电装机量从1500万千瓦增至3000万千瓦，总计增加5亿千瓦。

2020年非化石能源占一次能源消费总量的比例从15%提升到19%。如考虑落实《巴黎协定》提出的“低于2℃”温控目标，则需要进一步提升发展目标要求。

加大削减煤炭力度

即刻停止批准新建燃煤电厂努力实现2030年煤炭消费量占全部能源消费量的比例从现在的64%降至33%左右加快燃煤电厂灵活性改造，逐步取消年度发电计划制度地方经济主要依赖煤炭工业的地区要加紧制定经济发展转型升级计划。

加快电力行业改革

开展批发市场试点和区域协调市场试点市场试点要纳入跨区电网调度，打破省间壁垒预防双边交易合同锁定高碳型电力生产制定中国电力市场下一步发展的清晰路线图。

实施碳排放权交易制度

加强中国碳市场活力制定能够确保碳减排目标实现的最低碳交易价格。

深化经济激励机制改革

提高可再生能源附加水平(2020年后逐步降低直至取消)，确保转型期补贴资金需求实施可再生能源发电配额制度，配套实施强制性与自愿性相结合的绿色证书交易制度更大范围的采取竞争性拍卖方式，降低大规模风电和太阳能发电项目的并网价格。

我国已经建成了全球最大的一种清洁发电体系，这种发电体系是能够代替传统的煤力发电的，还属于一种清洁能源，让环境会变得更好。

现在会有一个要求就是碳达峰和碳中和主要指的是企业，组织在一定的生产实践中，左排出的温室气体，总量是要有标准的，最后通过节能减排以及植树造林的方式去抵消这样的排放量，最终会实现动态平衡的状况。为了实现这样的目标就需要去使用清洁能源，而我们国家已经建成了比较大的清洁发电体系，去代替一些传统的发电体系是非常好的，不仅能够节约资源，而且能够让环境变得更好。

碳达峰主要指的是我们国家在2030年就能够实现二氧化碳排放量，直接能够达到顶峰之后是不能够在增长的，也是碳中和所要达到的一个目的。这种战略不仅是政府对人民许下的一个承诺，更是事件表示的一种决心，在碳排放方面的控制是需要下决心的。通过国内媒体的一些报道以及生态环境相关人士的发言，我们国家已经有清洁发电体系，装机容量也能够达到10.3亿千瓦跟之前相比增长幅度能够达到18%。三峡发电站是我们国家发电规模比较大的一个水力发电站，装机容量直接能够达到2,250万千瓦，也是我们国家水力发电的一个中流砥柱。

在我们国家清洁能源体系的总装机容量是比较高，总比还没有达到主导地位，所以清洁能源在我们国家发展的空间还是很大的。清洁能源主要是通过一些清洁的方式来提供能源在这个过程中会消耗氧气也会产生二氧化碳，但是这些都是能够符合标准的，通常指的就是水力发电，太阳能发电和风力发电。

126.俄罗斯煤炭资源的开发利用

几个世纪前，俄罗斯人即将煤炭用于生产和生活。18世纪初，沙皇彼得一世时期(1672～1725年)开展了煤田普查与勘探。此间俄罗斯在不同区域组织了地质考察队展开工作。

1721年发现了顿涅茨煤田，1722年发现了库兹涅茨煤田和莫斯科近郊煤田。几乎同时还发现了乌拉尔及其邻近地区的煤田。19世纪和20世纪上半叶，在俄罗斯欧洲部分的北部，在西伯利亚的西部和东部，以及在远东和库页岛上发现了煤田和煤炭资源。

19世纪中叶前，俄罗斯煤田的开发和煤炭工业的规模不大。第一次世界大战后，俄罗斯为了满足社会对煤炭日益增长的需求，煤炭产量持续增加。1928年俄罗斯境内煤产量为1030万吨，至1940年已为7280万吨。

卫国战争时期(1941～1945年)，俄罗斯的煤炭工业开始了全新的发展阶段至1945年俄罗斯的煤炭产量达到了1.05亿吨。

1950年前，煤矿采煤工作面采用截煤机和风镐取代手工劳动，在巷道掘进中用钻孔爆破技术取代手工劳动，并扩大了井下的电机车运输，1950年的煤炭产量为1.6亿吨。1951～1960年间开始在采煤工作中推广采煤机械化，1960年俄罗斯的煤产量为2.94亿吨。

1960年后，煤炭工业技术发展的特征是强化采掘作业，其基础是在矿井回采工作面中推广综合机组和在巷道掘进中推广联合掘进机，以及在露天采煤中采用国内外高效率技术。

1988年俄罗斯达到最高煤产量4.254亿吨，其中露天采煤量为2.286亿吨，占53.7%。综合机械化采煤量占81.8%，巷道掘进的机械化装载量占84%，其中50.9%为掘进机掘进。1988年后，由于矿工罢工，恶化了苏联各企事业之间的经济与业务联系，俄罗斯各地区的煤炭产量开始下降，1993年煤产量降到的3.059亿吨。上述原因只是暂时造成煤产量的下降，而致使俄罗斯煤产量下降的长期因素是:第一，煤田的开采地质条件的恶化第二，大量减少新建采煤企业和现有采煤企业的技术改造，以及大量减少新的技术装备和行业生产技术水平的显著下降。

1991～1992年，俄罗斯煤炭工业产量的下降是与原定计划一致的。1993年的计划采煤总量比1992年降低5.4%，其中井工采煤降低6%，露天采煤降低5%。但1993年实际产煤量比1992年下降9.4%，其中井工采煤量减少9.3%，露天采煤量减少9.5%。

1993年俄罗斯采煤企业采煤2.966亿吨。2000年后，由于宏观经济形势转好，煤炭年产量增长了11%，达到2.6亿吨。2002年，俄罗斯煤炭供应量为2.344亿吨。2006年俄罗斯煤炭产量达3.085亿吨，同比增加了2.8%。其中由于钢铁企业需求减少，炼焦煤产量下跌0.7%，达7030万吨。而动力煤产量有较大增长2006年俄罗斯出口煤炭8800万吨(2005年出口8020万吨)。俄统计局公布信息，2008年上半年，俄煤炭产量增长6.1%，达1.61亿吨。其中，6月份煤炭开采比上年同期增长5.5%，比当年5月减少0.9%。

预测显示，俄罗斯对煤炭的需求将会有所增加，到2010年煤炭产量有望达到3.43亿吨，到2020年达到4.4亿吨，到2030年为5.25亿吨。

煤炭开采业在远东地区能源生产中所占比重为70.2%，具有极其重要的作用。煤炭工业遍布远东地区。在滨海边疆区、萨哈共和国和马加丹州，煤炭产量占燃料动力总量的比重分别为91.9%、81.6%和73.6%。采煤总量的80%集中在萨哈共和国(雅库特)、滨海边疆区和阿穆尔州。在煤炭开采业中，远东煤炭、滨海煤炭、萨哈林煤炭、雅库特煤炭、东北煤炭等联合公司占有主要地位。还有3个规模不大的露天采煤场，其中两个在萨哈共和国，一个在堪察加州境内。阿穆尔州的滨海边疆区一些煤矿经过多年的开采后，储量已接近枯竭，导致远东煤炭产量在1988年达到顶峰后即开始下降。在远东地区，煤炭是发电站、锅炉及民用的主要燃料。在锅炉用燃料的需求量中煤炭占60%，而电站用煤占煤炭总需求量的70%以上。

127.西伯利亚煤炭能源公司

1998年俄罗斯金融危机爆发后，卢布大幅贬值。俄MDM银行创始人梅利尼琴科和波波夫借此机会大规模低价收购煤、铁、化工企业，从而构筑起MDM集团工业领域的两大支柱企业———西伯利亚煤炭能源公司和欧化公司(化肥企业)。目前，西伯利亚煤炭能源公司已成为全俄罗斯最大的煤炭企业，供应着全俄31%的煤炭市场和25%的煤炭出口。2006年公司产煤9000万吨，出口2400万吨。

西伯利亚煤炭能源公司在远东年采煤能力为800万～1000万吨，主要由哈巴边疆区的乌尔加尔煤炭公司和滨海边疆区的滨海煤炭公司完成。此外，西伯利亚煤炭能源公司还是远东多家电力能源企业的最大私人股东，持有滨海边疆区远东能源公司24.82%的股份、萨哈共和国雅库特能源公司25.48%的股份和南雅库特能源公司25.87%的股份。

自2005年起，西伯利亚煤炭能源开始在哈巴边疆区瓦尼诺港穆奇卡湾实施大型煤炭码头项目。2008年3月，西伯利亚煤炭能源公司出资8.4亿卢布收购了东方港20%的股份。

128.滨海煤炭公司

滨海煤炭公司2006年营业额15.5亿卢布，在远东煤炭企业中名列第三，在远东200强企业中位居第93位。截至2007年初公司资产29亿卢布，其中净资产26亿卢布。

公司年采煤能力300万～400万吨，其中绝大部分由下属的新矿井露天矿管理局完成，该管理局负责开发滨海边疆区的巴甫洛夫煤田(可采储量1.57亿吨)。此外，公司的东方矿井管理局每年有数十万吨的产量。

滨海煤炭公司同俄统一电力公司分别拥有滨海边疆区大型煤炭电力一体化企业卢泰克公司(全称为卢切格尔燃料能源综合体)43.7%和53.6%的股份。卢泰克公司成立于1997年，为卢切格尔煤炭公司(滨海煤炭全资子公司)和滨海国有地区发电站(远东能源公司子公司)合并的产物。主要开发卢切格尔露天煤矿，并利用自有煤炭进行发电。公司年采煤500万～600万吨，发电机组装机容量约150万千瓦，供应滨海边疆区60%的电力。

129.乌尔加尔煤炭公司

西伯利亚煤炭公司自2004年开始收购乌尔加尔煤炭公司，目前持股74%。

乌尔加尔煤炭公司成立于20世纪90年代末，是哈巴区最大的采煤企业。公司2006年收入10亿卢布，在远东煤炭企业中名列第五，在远东200强企业中排名第162位。

乌尔加尔煤炭公司主要开发位于哈巴边疆区西北部上布列雅区的乌尔加尔煤田，该煤田可采储量1.63亿吨。公司年采煤能力200万～300万吨，煤炭产品主要用于供应哈巴、滨海边疆区的热电厂。

公司目前正在实施大规模扩建项目，计划在2008～2012年期间投资44.6亿卢布，到2012年之前将产量提高至每年700万吨。

130.萨哈林煤炭公司

贝加尔煤炭公司(西伯利亚煤炭能源公司的前身)于2002年收购萨哈林煤炭公司80%的股份。

萨哈林煤炭公司成立于1997年，是萨哈林州最大的煤炭生产供应商。公司年开采能力约100万吨，占全州煤产量一半以上，保障着萨哈林40%的煤炭供应并出口日韩。旗下主要生产企业包括:太阳封闭股份公司(开发太阳褐煤田，年产煤能力20万吨，主要供应南萨哈林斯克第一热电厂)、莱蒙托夫股份公司(开发莱蒙托夫煤田，年产煤能力66万吨，主要供应萨哈林国有地区电站)、中央股份公司(开发吉赫梅涅夫褐煤田)、罗帕塔股份公司、帕雅尔科夫煤炭股份公司、诺维科夫股份公司。

131.梅切尔公司

大型矿山冶金企业梅切尔公司(全称车里亚宾斯克钢铁集团)是全俄第五大钢铁生产商和第三大采煤企业，2008年公司市值178亿美元，其创始人和总经理伊戈尔·久津持有73%的股份。

梅切尔公司2007年煤产量2100万吨，主要由旗下的南库兹巴斯煤炭公司完成。2007年俄罗斯联邦资产基金会拍卖萨哈共和国两大煤炭企业———雅库特煤炭公司和埃里加煤炭公司股份，梅切尔公司在拍卖会上击败了实力强劲的竞争对手奥罗萨公司，以582亿卢布的出价收购两大企业，从而确立了在远东煤炭行业中举足轻重的地位。

在基础设施方面，梅切尔公司持有远东重要港口———特西耶港97%的股份。波西耶特港年吞吐量150万吨，99%的货物为煤炭。

132.雅库特煤炭公司

雅库特煤炭公司组建于1966年，总部位于萨哈共和国涅隆格里市，是远东最大采煤企业和全俄最大的炼焦煤出口商。2006年公司收入160亿卢布，在远东200强企业中排名第四。截至2007年初公司总资产120亿卢布，其中净资产90亿卢布。

雅库特煤炭公司2007年采煤1000万吨，其中一半以上的煤炭产品出口亚太地区，主要销往日本、韩国和中国，目前正试销印度和巴西。俄国内主要用户为远东能源企业和乌拉尔、西伯利亚地区的冶金企业。

公司拥有3处煤田:涅隆格里、堪加拉斯和杰巴里基海斯克。3处煤田总储量达2亿吨，以炼焦煤为主，具有灰分低、含硫少、湿度适中、热量高等优良特性。

公司自2002年起进入私有化程序。2005年1月，梅切尔公司在拍卖会上斥资4.11亿美元收购雅库特煤炭25%的股份。2007年10月，梅切尔公司又将剩余的75%股份收至囊中。

133.埃里加煤炭公司

埃里加煤炭公司成立于1998年，拥有远东最大煤田———埃里加煤田西北区块的开发权。埃里加煤田位于萨哈共和国东南部，已探明炼焦煤和燃料煤总储量高达22亿吨，可供开采100年以上，对保障远东煤炭需求和对亚太能源出口具有重大战略意义。公司制订了庞大的开发计划，拟到2020年将产煤能力提高至每年3000万吨，在萨哈共和国、阿穆尔州和哈巴边疆区铺设总长320千米的铁路，建设煤炭码头、选矿厂、热电站等设施。

埃里加煤炭公司原股东为萨哈共和国政府(持股39.4%)、俄罗斯铁路公司(持股29.5%)和东方建筑合同集团(持股28.8%)。在2007年的拍卖会上，梅切尔公司购得萨哈共和国政府和俄罗斯铁路公司持有的总计68.86%的股份，成为公司最大股东。

134.涅柳恩格里煤炭公司

俄大型矿山冶金企业、全球主要钢铁生产商之一欧亚控股集团于2003年创建涅隆格里煤炭公司，以开发萨哈共和国德尼索夫煤田的部分区块(储量6600万吨)。2005年，欧亚控股又出资3.3亿卢布为涅柳恩格里煤炭购得德尼索夫煤田东部区块的开发权，新购区块B+C1+C2炼焦煤储量高达1.9亿吨。公司自2004年起开发德尼索夫煤田，采、选矿项目总投资达2.4亿美元，目前煤炭年生产能力约300万吨。

2006年涅柳恩格里煤炭公司营业收入20亿卢布，在远东煤炭行业中排名第二位，在远东200强企业中排名第64位。截至2007年初公司资产48亿卢布，其中净资产10.5万卢布(公司注册资本10万卢布，欧亚控股集团主要以短期债务方式对其进行投资)。

135.阿穆尔煤炭公司

阿穆尔煤炭公司是俄罗斯煤炭公司在阿穆尔州的子公司，是阿穆尔州最大采煤企业。公司2006年采煤340万吨，营业额13.6亿卢布，在远东煤炭企业中名列第四位，在远东200强企业中排名第106位。

阿穆尔煤炭公司前身为远东煤炭公司。该公司成立于1932年，是远东地区历史最悠久的采矿企业之一，主要开发阿穆尔州莱其哈煤田，1977年曾创下年采煤1400万吨的惊人纪录。2002年初远东煤炭公司开始私有化。2004年，俄罗斯煤炭公司通过子公司阿穆尔煤炭公司以1.8亿卢布收购远东煤炭公司全部股份。

136.艾莱尔股份有限公司

俄韩合资企业艾莱尔股份有限公司是最后一家进入远东200强的煤炭企业。公司2006年营业额94亿卢布，在远东200强中排名第174位。

1993年，根据萨哈共和国总统尼古拉耶夫的命令，雅库特煤炭公司和韩国LG公司合资成立了艾莱尔公司。其中雅库特煤炭公司占股58.9%，LG占股34.2%，萨哈共和国资产关系部占股5.9%。自1995年艾莱尔公司相继开始开采楚尔马堪煤田的“伊纳格拉”、“东方”等区块。目前公司拥有煤炭储备约2000万吨，年采煤能力60万吨，出产煤炭中70%用于出口。

137.俄罗斯煤炭资源地区分布不平衡

俄罗斯煤炭资源地区分布不平衡，46.5%的储量在中部，即库兹巴斯煤田23%的储量在克拉斯诺亚尔斯尔斯克边疆区，几乎都是褐煤，适于露天开采。此外还有一部分动力煤分布在科米共和国(82亿吨)，罗斯托夫州(65亿吨)和伊尔库茨克州(55亿吨)。近日俄罗斯政府决定修建一条459千米长的连接库那金罗和克孜勒的“煤炭铁路通道”，以促进俄罗斯重要煤田的战略性发展，打通并建立一条重要的煤炭运输通道。这条铁路和已建的西伯利亚铁路及贝加尔阿穆尔铁路已经构成了一条连接亚太地区的运煤通道。铁路修成后，俄罗斯的煤矿便能源源不断地集中运送到亚太地区，亚太地区的煤炭贸易将更加繁荣，该地区的市场格局也将发生巨大变化。俄罗斯艾利吉斯塔煤田是世界上最大的产炼焦煤的煤田之一，现已探明该煤田储煤量大约为90亿吨。2008年产煤约60万吨，到2010年预计产煤300万吨。预计在4年之内，产煤量将达1350万吨。根据专家的估计，随着艾利吉斯塔煤田的发展和俄罗斯政府宏伟的煤炭铁路计划的实施，俄罗斯将成为世界第三大炼焦煤出口国。

138.经济转轨中的俄罗斯煤炭工业

俄罗斯煤炭工业在向市场经济转轨过程中遇到了诸多困难。煤炭工业是俄燃料动力综合体的重要组成部分，是俄出口创汇的主要来源。煤炭的采掘量，1994年比1993年减少了3300万吨，下降了11%。例如，罗斯托夫煤炭综合体，在35个企业中有32个企业被迫减少采掘量。远东煤炭股份公司的采掘量减少了27%，萨哈林煤炭股份公司减少了25%，图拉煤炭联合公司减少了1/3。1997年全俄煤炭产量仅为23700万吨，同1994年相比，下降了11.1%，但是，露天产量却增长了61.6%。远东地区的煤炭产量下降幅度最大，1995年的煤炭产量仅为1990年的68%。

139.俄罗斯煤炭工业存在的问题

俄罗斯煤炭工业存在的主要问题是，井工矿和露天矿的生产能力在降低。从1993年至2000年报废生产能力1.6亿吨，而同期投产的生产能力仅3450万吨同时矿山设备损坏程度达到75%。在大量关闭矿井后，对煤炭开采经费未能给予足够补充，使得地区性问题更加尖锐化。由于俄罗斯采矿运输设备老化，煤炭行业的生产潜力年年下降，工矿采矿设备的磨损率达78%，运输设备的磨损率达72%。露天矿采矿运输设备的磨损率达75%～80%，这种更换采矿工艺设备的趋势注定了非盈利矿井的比例由13%增加到22%，1995年在232个生产矿井中仅有16个矿是1970年以后投产的，却有146个矿是1970年以前投产的。1995年俄罗斯仅有15%的煤矿的技术经济指标达到国外类似矿井的水平。俄罗斯大约20%的煤产量产自开采深度大于600米的矿井，80%的产量产自有煤气与瓦斯问题突出的矿井。必须指出，1993～1997年俄罗斯报废采煤生产能力约7800万吨，而投入的采煤生产能力仅为2760万吨。

140.俄罗斯对煤矿的技术改造

俄罗斯根据国外的经验，提出了在井工矿技术改造方面的建议，主要包括:

(1)在有发展前景的已改造的和较稳定的煤矿区必须改变开拓准备和生产工艺，以保证全面地采用综合机械化开采

(2)要研制和采用可自动控制某些工序的高效可靠的回采设备，这些设备可用于长250～350米的工作面，20～25千米长的采区，并且日产量为3000～10000吨

(3)采掘工作的集中化。对于年生产能力为150万～200万吨的矿井来说要改为一矿一个工作面的生产工艺，对于更大型的煤矿来说要一个水平一个面或一层煤一个面

(4)在有发展前途的煤矿和保证当地用煤的煤矿，为了开采某些区段，可采用最有发展前途的短壁和房柱式开采工艺，并采用美国和南非所使用的技术设备

(5)为了提高库兹巴斯普罗科彼耶夫斯克—基谢列夫地区急倾斜煤层的开采效率和安全性，可采用水平分层固体充填开采工艺和水力开采工艺。